Iberdrola Green H2
8 abril / 2021
/ Hidrógeno Verde
Fabricando
2
Oportunidades actuales
Oportunidades futuras
Transporte
marítimo
Sectores “díficiles-de-abatir”
Del hidrógeno gris al hidrógeno verde en usos actuales
Industria
Alta Temp
Materia prima
industrial Químicos
Hidrógeno verde, clave para descarbonizar los usos industriales y los sectores “difíciles de abatir”
Transporte
aéreo
Fuente: Elaborado a partir de datos correspondientes a la demanda de energía de Europa (EUROSTAT)
H2 y descarbonización
Un nuevo contexto energético
Generación in situ
Otros desafíos: Transporte, distribución y
uso.
Electrificable con tecnologías
limpias disponibles
Necesidad de H2 verde: el
16% restante crucial para la
descarbonización
Demanda final de
energía de la UE
… resultando en más Renovables, más Redes & Almacenamiento
eficiente, más soluciones inteligentes y Hidrógeno verde
3
2019 Producción H2Contexto: H2 hoy – Materia prima industrial
45%39%
16%
Global
80
MtH2
71%
26%
3%
Europa
8,3
MtH2
España
0,45
MtH2
Refinería Amoniaco Ind. Química.
OP
OR
TUN
IDA
DA
ctu
alSMR
Metano Reformado con vapor
GN+ Petróleo 75%
GasificaciónCarbón24%
ElectrólisisElectricidad<1%
80 Mt
1-2 €/Kg
830 Mt CO2
Producción de H2 industrial electrificable
3.000 TWh/año
53%43%
4%
4
¿Por qué el hidrógeno verde es el ganador?
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
GRIS AZUL VERDE
CO
2 C
aptu
rad
o
Producción H2
Emisiones directas de CO2
H2 verde es el más adecuado
~9
0,90,0
(kgCO2/kgH2)
~8 kgCO2/kgH2
• H2 gris no es una opción debido a las emisiones
• H2 azul se percibe como una opción a corto
plazo, pero:• Aún así, 10% de las emisiones
• Necesidad de gestionar 8 "kgCO2/kgH2“
• Activos en desuso cuando el verde baje coste
• H2 verde es más adecuado para la producción y
el uso en conjunto, dando un menor coste final
(sin necesidad de transporte y almacenamiento)
• Será el más competitivo en 2030
H2 verde es la única opción viable desde el punto de vista ambiental y económico
El CCS añade ~0,5€/kgH2 al coste final de Hidrógeno.
5
¿Por qué el hidrógeno verde es el ganador?
H2 verde es la única opción viable desde el punto de vista ambiental y económico
6
Opciones tecnológicas para el H2 verde: Alcalino vs PEM
Comercialización en desarrolloLos electrodos suelen estar montados directamente
en la membrana (Nafion de Dupont), que sólo
permite el transporte de iones de hidrógeno. Es
necesario utilizar catalizadores de metales nobles
como el iridio para el ánodo y el platino para el
cátodo. El agua se suministra en el ánodo. La
temperatura de una célula PEM es de 50-80˚C.
PEM (Proton Exchange Membrane)
Maduro y comercialLos electrodos se sumergen en el
electrolito líquido, separados por un
separador, actualmente de Zirfon PERL,
que sólo permite el transporte de cargas
iónicas. El electrolito suele ser una
solución acuosa de KOH al 25-30% y se
opera en 60-90˚C.
Alcalino
• Actualmente, menor CAPEX
• Huella más grande
• Operación dinámica limitada (arranques y carga variable)
• Presión de salida: atmosférica y hasta 30 bar
• Rango de eficiencia hoy: 63%-70%
Ambas tecnologías están bien situadas, pero las dos necesitan volumen para mejorar el
coste y el rendimiento
• CAPEX elevado debido a:
• Electrodos Pt,
• membrana de baja duración y menor vida operativa.
• Presión de salida: sin compresor a 30-60 bar
• Más adecuado en funcionamiento flexible (servicios de red)
• Mayor pureza de H2 que la de ALK, más del 99,99%.
• El rango de eficiencia hoy en día: 56%-60%
7
Competitividad del H2 verde (I)
• 3 factores a tener en cuenta
• Coste de las renovables
• Factor de capacidad
• Capex del Electrolizador
3-7
?
0
1
2
3
4
5
6
7
8
2020 2030*
Rango de coste de la producción de H2 verde, €/kg
H2 Gris 1-2 €/kgCoste CO2
Hoy el H2 gris (1-2 €/kgH2) es más barato que el H2 verde (3-7 €/kgH2)
En 2030 ¿cómo evolucionará el coste del H2 verde?
€/k
g
8
Competitividad del H2 verde hasta 2030 Conclusiones
Coste
renovables
3-7
2-3
0
1
2
3
4
5
6
7
8
2020 2030*
Indicadores clave para la reducción de costes en la producción
de H2 verde
Rango de costes de la producción de H2
verde, €/kg
Capex del
electrolizador
Factor de
carga del
electrolizador
Solar PV, onshore &
offshore wind
30-40%
40-50%Economías de escala,
innovaciones
10-20%Factores de carga más
elevados de las energías
renovables
35%-60%
En 2030 el H2 verde será competitivo con el H2 gris. Pero necesita volumen: Materia prima industrial
Siendo competitivo, el H2 verde será una alternativa de descarbonización para que los nichos de
mercado alcancen emisiones cero en 2050
* En el rango con el pronóstico de Bloomberg NEF
H2 Gris 1-2 €/kgCoste CO2
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Almacenamiento
y distribución de
H2
10
Las propiedades físicas del Hidrogeno dificultan el almacenamiento
Densidad del Hidrógeno en diferentes estados
0.01
1.83
8.49
0.03
6.86
20.92
0
5
10
15
20
25
1 bar, 15°C 200 bar, 15°C Liquid
GJ/m3 LHV
Hydrogen
Methane3.2x
2.5x
3.8x
Densidad de energía volumétrica del hidrógeno y del metano
1$/kg →30$/MWh
0,09
52
71
121
hasta 140
0
50
100
150
1 atm, 0°C 1000 bar 1 atm, -253°C 1 atm, -34°C
CondicionesNormales
Presurizado,1,000 bar
Líquido,-253°C
Amoniaco,-34°C
HidrurosMetalicos
Densidad del Hidrogeno (kg/m3)
Hid
róg
en
o Me
tan
o
La densidad energética del hidrogeno por unidad de
volumen es muy baja.
Para aumentar el contenido por unidad de volumen hay
que comprimir o licuar, y esto resulta ser muy costoso
desde el punto de vista energético.
➔ para obtener la misma
energía que con metano se
necesita 3,8 veces el volumen
de hidrógeno
11
Las propiedades físicas del Hidrógeno dificultan el almacenamiento
Energía necesaria para comprimir el Hidrógeno
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
1 10 100
Capacidad de licuefacción de la planta (t/d)
Energía de licuefacción del hidrógeno (HHV)
Obsoleta
Estandar
Avanzada
3.9
7.9
11.8
15.8
19.7
23.6
27.6
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
0 200 400 600 800
Presión Final (bar)
% de energía embebida en el hidrógeno
4.7
3.9
3.2
2.4
1.6
0.8
0
kWh
Energía necesaria para licuar el hidrógeno. (% contenido de energía, HHV)
para diferentes estados de avance tecnológico y capacidad de la planta
kWh/kg-H2
En el caso de la licuefacción del hidrogeno, (-253ºC)
se puede llegar a utilizar el 50% de la energía
contenida en el H2 (en función del tamaño de la
planta y de su tecnología)
Comprimir tiene un coste energético muy alto.
A 200 bares es el equivalente al 7% del contenido
energético del H2 y a 700 bares (presión en el depósito
de los FCEV) es más del 10%
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Coste nivelado del almacenamiento de hidrógeno y duración típica del
almacenamiento
1,90
1,07
0,23 0,11
0,71
0,23
1,41
0,87
4,50
1,86
4,57
0,95
0,19 0,17
2,83
1,71
0,97
0,38
3,89
1,11
3,79
2,39
7,33
2,69
6,65
1,81
1,190,86
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Pozos de gas
agotados
Cavernas
salinas
Cavernas
de roca Amoniaco
Liquid organic
hydrogen
carriers
Hidrogeno
líquido
Contenedores
Presurizados
meses
semanas
días
años
$/kg
(oscuro: costes de 2019, claro estimación a futuro)
Source: Blomberg NEF
Cada €/kgH2 añade 30€/MWh al H2 usado como combustible para producir electricidad
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Usos futuros: Almacenamiento de energía, Comparativa sistemas de baterías, bombeos e hidrógeno
• 200 ciclos por año para cada tecnología
• Vida útil para bombeos de 70 años y para baterías de 30 años (con sustitución de baterías en el año 15)
• No incluye el coste de la energía que hay que almacenar. Los bombeos al tener más capacidad pueden capturar mejores precios
• Tasa de descuento 6,5%
Hipótesis:
15
Potencial de bombeo en España (viabilidad técnica y ambiental)
Alineado con estudio UE de 2015 “eSTORAGE overview of Potential Locations for New Pumped Storage Plants in EU 15, Switzerland and Norway”
Presas existentes en España técnica y ambientalmente viables,
➔ potencial adicional de 10 GW sobre los 5 GW* existentes hoy.
5 GW
5 GW
5 GW*
15 GW
Presas del Estado
Otros titulares
Bombeo instalado
España*
Potencial viable
+10 GW
(x3)
Criterios técnicos y ambientales:
✓ Encaje 20h turbinación (excepto bombeos entre dos embalses existentes),
✓ Idealmente circuito hidráulico <15 km y salto >200 m
✓ Exclusión zonas Red Natura 2000
✓ No se ha analizado la capacidad red de evacuación ni estimación económica individualizada de costes de ejecución.
Analizadas 1.447 Grandes Presas
(341 del Estado)
*5 GW de potencia de bombeo. Capacidad oficial de 6 GW, referida a potencia de turbinación
(superior a bombeo) y además incluye bombeo para redes de abastecimiento y regadío
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El hidrógeno debe estar dirigido a usos donde la electrificación no sea factible, la descarbonización de la producción actual de hidrógeno reducirá los costes actuales para competir con las tecnologías de hidrógeno gris en 2030 y permitirá aún más la descarbonización de los sectores tradicionales difíciles de descarbonizar H2A (industria de alta temperatura, transporte marítimo y aviación).
La reducción de coste de las renovables, el aumento de los factores de capacidad, así como la reducción de costes de la tecnología de hidrógeno (gracias al aumento de proyectos industriales) son clave para alcanzar esos objetivos.
El almacenamiento de energía en forma de hidrógeno no está demostrado que sea una opción viable. Es una solución técnicamente posible pero varias veces más cara que otras alternativas.
Key Takeaways
Tecnología
y visión
El ganador
es H2 Verde
Almacenar
energía en
forma de H2
no es óptimo
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IberLyzer: ¿Como? – Detalles
La misión de IberLyzer es proveer sistemas de electrolizadores a gran escala a clientes
con alta demanda de hidrógeno aprovechando una propuesta de valor múltiple
✓ Iberdrola e Ingeteam han creado IberLyzer , una empresa
dedicada a la integración, instalación y mantenimiento de
plantas electrolizadoras
✓ Ingeteam es un grupo tecnológico internacional con presencia
en más de 24 países, especializado en electrónica de energía y
control, y máquinas eléctricas, sistemas y servicios para
mejorar la integración renovable y las redes eléctricas.
✓ IberLyzer comenzará a operar el próximo año con el
objetivo de integrar más de 200 MW de electrolizadores para
2023, invirtiendo hasta 100 millones de euros y creando 150
empleos directos.
IberLyzer nace para satisfacer una necesidad del mercado de la misma
manera que lo hizo en los primeros días de la industria eólica
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8 abril
/ 2021
/ Hidrógeno Verde
Fabricando
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